1. Teleconferência / Webcast Almir Guilherme Barbassa
Divulgação de Resultados Diretor Financeiro e de Relações
3º trimestre 2007 com Investidores
(Legislação Societária) 13 de novembro de 2007

2. AVISO
As apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas
expectativas dos administradores da Companhia. Os termos antecipa", "acredita", "espera", "prevê",
"pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos similares, visam a identificar tais
previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos ou incertezas previstos ou não pela Companhia.
Portanto, os resultados futuros das operações da Companhia podem diferir das atuais expectativas, e o leitor
não deve se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A Companhia não se obriga a atualizar as
apresentações e previsões à luz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros.
Investidores Norte-Americanos:
A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados de reservas
provadas que a Companhia tenha comprovado por produção ou testes de formação conclusivos que sejam
viáveis econômica e legalmente nas condições econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos alguns termos
nesta apresentação, tais como descobertas, que as orientações da SEC nos proíbem de usar em nossos
relatórios arquivados.
1

3. Área de Tupi
Caxaréu e
Pirambu
BMS-9 e
BMS-10
Poços testados
BMS-11
(Tupi)
2

4. PRODUÇÃO NACIONAL DE ÓLEO E LGN
• Produção nacional de
petróleo e LGN ligeiramente Δ = 0,45%
1.789 1.797
superior em relação ao 2T-
2007;
mil bpd
• O esperado crescimento no
trimestre foi prejudicado em
função de paradas para
manutenção e atrasos na
entrada de produção de
alguns projetos;
2T07 3T07
3

5. PRODUÇÃO NACIONAL DE ÓLEO E LGN: PROJETOS EM 2006 E 2007
FPSO - Capixaba P-34 FPSO – Cidade do Rio de Janeiro
P-50
Golfinho Jubarte Espadarte
Albacora Leste
100.000 bpd 60.000 bpd 100.000 bpd
180.000 bpd
Maio 06 Dezembro 06 Janeiro 07
Abril 06
Novos Sistemas
Δ +203 mil bpd
Sistemas Existentes* 1.796
1.763 Δ -170 mil bpd
Δ +33 mil bpd
Jan-Set 2006 Jan-Set 2007
Unidade 9M06 (mil bpd) 9M07 (mil bpd) Variação
P-50 (Albacora Leste) 31 148 117
FPSO-Capixaba (Golfinho) 20 38 18
P-34 (Jubarte) - 40 40
FPSO-Cidade do Rio de Janeiro (Espadarte) - 28 28
Total Novos Sistemas 203
* Declínio Natural e Paradas de Produção 4

6. PRINCIPAIS PROJETOS DE ÓLEO PARA O 4T07
Golfinho Módulo 2 • Capacidade: 100 mil bpd Roncador Módulo 2 • Capacidade: 180 mil bpd
• Poços: • Poços:
• 4 Produtores •11 Produtores
• 3 Injetores • 6 Injetores
• Plataforma ancorada • Plataforma sendo ancorada
no campo de Roncador
• Primeiro óleo: Nov. 2007
• Primeiro óleo: Dez. 2007
• 2 Poços em 2007
• 1 Poço em 2007
FPSO Cidade de Vitória
• Pico de Produção: 1S08 P-54 • Pico de Produção: 2S08
Roncador Módulo 1A Fase 2 • Capacidade: 180 mil bpd
• Poços:
• 18 Produtores
• 11 Injetores
• 2 manifolds de gás lift
• 1 riser rígido auto sustentado
• Plataforma ancorada
• Primeiro óleo: Nov 2007
P-52 • 2 Poços em 2007
• Pico de Produção: 2S08
5

7. PRINCIPAIS PROJETOS DE ÓLEO PARA 2008
Marlim Sul Módulo 2 Marlim Leste
• Capacidade: 180 mil bpd • Capacidade: 180 mil bpd
• Poços: • Poços:
• 10 Produtores • 14 Produtores
• 9 Injetores • 7 Injetores
• Primeiro óleo: Jun. 2008 • Primeiro óleo: Dez. 2008
P-51 P-53
Jabuti
11,1% 2.000
• Capacidade: 100 mil bpd 1.800
Mil bpd
• Poços:
• 8 Produtores
• Primeiro óleo: Dez. 2008
FPSO Cidade de Niterói
2007E 2008E
• Novos projetos adicionarão 460 mil barris/dia de capacidade;
• Estes projetos, somados aos que entrarão em operação ao final de 2007, contribuirão para alcançar a
meta de 2 milhões de barris/dia em 2008.
6

8. PRINCIPAIS PROJETOS DE GÁS PARA O 4T07 E 2008
Peroá Fase 2
Capacidade Instalada Fase 1:
• 3 milhões m3/d de gás
• 3 poços produtores em operação
Capacidade a ser adicionada Fase 2:
• 5 milhões m3/d de gás
• 3 novos poços produtores
• Primeiro gás da Fase 2: Nov. 2007
Plataforma de Peroá
Camarupim
• Capacidade: 10 milhões m3/d de gás
• Poços:
• 3 Produtores
• Primeiro gás: Dez. 2008
FPSO Cidade de São Mateus
7

9. REFINO NO BRASIL E VENDAS NO MERCADO INTERNO
Mil barris/dia %
89 90
1. 9 5 0 90 91
89
79 85 78 78
77 80
78 1.781 1.796 1.806
1. 8 0 0
1.753 1.746 1.765
1.696 1.711 1.709 70
1.646
1. 6 5 0
60
1. 5 0 0 50
3 T0 6 4 T0 6 1T0 7 2 T0 7 3 T0 7
Pr o d ução N acio nal d e D er ivad o s V o lume d e V end as d e D er ivad o s
U t iliz ação C ap acid ad e N o minal - B r asil ( %) Par t icip ação ó leo nacio nal na C ar g a Pr o cessad a ( %)
• Forte incremento no volume de vendas em decorrência do crescimento econômico e sazonalidade. O
incremento da produção nacional, no entanto, não foi suficiente para fazer frente a tal demanda,
fazendo-se necessário aumento da importação de derivados.
8

10. Abastecimento - Projetos de Conversão (Unidades de Coque)
Objetivo:
• Aumento da produção de derivados leves em detrimento da produção de óleo combustível
• Permitir o processamento de petróleo pesado da Bacia de Campos sem produção adicional de óleo combustível
• Aumento da rentabilidade • Novos projetos de coque permitirão a produção
adicional de cerca de 47 mil barris/dia de diesel,
REDUC diminuindo a produção de óleo combustível (menor
Fase: Em execução valor agregado) em aproximadamente 61 mil barris/dia.
Partida: 2008 Aumento de Processamento de Petróleo Nacional em
virtude dos projetos de Coque
Capacidade: 31,5 mil bpd
(média no período de 2008-2020)
REVAP Projeto Incremento
Fase: Em execução
REDUC – Coque 9.000 bbl/d
Partida: 2009
REVAP – Coque 8.000 bbl/d
Capacidade: 31,5 mil bpd REPAR - Coque 14.000 bbl/d
REPAR
Fase: Em execução
Partida: 2010
Capacidade: 31,5 mil bpd
9

11. Direcionadores dos resultados das empresas – Margens
7 4 ,9
WTI Cracking USGC 6 8 ,8
$10,5
Med 3T06 Med -41% Med
30,00 5 9 ,7 $11,8
2T07 3T07 5 7 ,8 6 4 ,4
$8,5/bbl
US$/barril
25,00
$14,9/bbl $8,8/bbl
20,00
5 7 ,0
4 8 ,7
15,00
4 7 ,8
10,00
5,00
0,00
Mar-06 Jun-06 Set-06 Dez-07 Mar-07 Jun-07 Set-07
4T06 1T07 2T07 3T07
Brent (média) Preço médio de venda
• Comparado ao 2T07, o movimento das margens de refino mostrou forte queda. Esse movimento
foi uma tendência mundial;
• Houve expressiva elevação de preços de petróleo, melhorando o resultado do E&P. Tal
elevação, no entanto, juntamente com a estabilidade dos preços de derivados (em Reais), fez
com que as margens de refino experimentassem acentuada queda.
Fonte: Petrobras 10

12. PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO - PMR
3T06 2T07 3T07
100 Média Média Média
81,1 85,6
82,4
80 72,3 81,1
78,2
69,5 74,9
60 68,7
40
20
dez/05 m ar/06 jun/06 set/06 dez/06 m ar/07 jun/07 set/07
PM R B r asi l ( U S$/ b b l )
Pr eço M éd i o B r ent ( U S$/ b b l )
PM R EU A ( U S$/ b b l c/ vo l . vend . no B r asi l )
• A Petrobras continua monitorando as tendências de preços do mercado internacional
para manter sua política de alinhamento no médio / longo prazo.
11

13. DEMONSTRATIVO DE RESULTADO 3T07 VS 2T07
2T07 3T07
44.469 6,4%
Receita Líquida
41.798
27.264 11,3%
CPV
24.489
R$ milhões
13.061 -8,0%
EBITDA
14.190
10.272
Lucro Operacional -10,9%
11.535
5.528
Lucro Líquido -18,7%
6.800
• Receita líquida superior a do trimestre anterior em decorrência, principalmente, dos
maiores volumes vendidos de derivados;
• Custo negativamente afetado pelos maiores gastos com importações de óleo e derivados;
• Os resultados operacional e líquido sofreram impacto não só da redução das margens de
refino mas também das despesas mais elevadas (slide seguinte).
12

14. ANÁLISE DAS DESPESAS OPERACIONAIS 3T07 VS 2T07
2T07 3T07
1.635
Despesas de Vendas 13,3%
1.443
1.555
R$ milhões
Gerais e Admin. 3,8%
1.498
453
Custos Exploratórios 15,9%
391
Plano de Pensão e 1.147
153,8%
Saúde 452
1.404 13,3%
Outras 1.239
• As despesas operacionais foram particularmente afetadas pelo aumento de gastos com
Plano de Pensão (Petros). Tal despesa (R$ 695 milhões) foi decorrência dos
compromissos relacionados ao Acordo do Plano Petros e não é recorrente;
• O aumento com despesas de vendas foi resultado do expressivo crescimento do volume
de vendas.
13

15. CUSTOS DE EXTRAÇÃO COM PARTICIPAÇÃO GOVERNAMENTAL
74,9
30 68,8 80
40 37,75 37,92
34,12 35,30
59,7 57,8
20,13 60 30
20 17,59 17,95
16,25 22,29 23,26
R$/barril
18,92 20,58
US$/barril
40 20
12,48
10,35 10,62
9,04
10
20 10
15,46 15,20 14,45 14,66
7,24 7,20 7,33 7,65
0 0 0
4T06 1T07 2T07 3T07
4T06 1T07 2T07 3T07
Lifting Cost (R$) Par. Gov (R$)
Lifting Cost (US$) Part. Gov. (US$) Brent
• Participação Governamental e custos de extração altamente correlacionados ao preço do Brent.
14

16. EVOLUÇÃO DO RESULTADO NO TRIMESTRE (3T07 VS 2T07)
Exploração & Produção – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões
1.789 Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd) 1.797
986 637
420
1.527 44 11.436
10.024
2T07 Lucro Oper. Efeito Preço na Efeito Volume na Efeito Custo Efeito Volume no Despesas 3T07 Lucro Oper.
Receita Receita Médio no CPV CPV Operac.
• O melhor resultado do segmento de E&P é decorrência dos preços de petróleo mais elevados e do
ligeiro aumento da produção.
15

17. EVOLUÇÃO DO RESULTADO NO TRIMESTRE (3T07 VS 2T07)
Abastecimento – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões
916 1.936
338
3.358
776
7 1.893
2T07 Lucro Efeito Preço Efeito Volume Efeito Custo Efeito Volume Despesas 3T07 Lucro
Oper. na Receita na Receita M edio no CPV no CPV Operac. Oper.
• Apesar da elevação do volume de vendas o resultado do segmento de Abastecimento foi diretamente
afetado pelas margens mais apertadas de refino. Houve forte elevação dos preços de aquisição de
óleo e derivados assim como dos volumes importados e o PMR, em Reais, ficou estável no período.
16

18. EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO – R$ milhões (3T07 VS 2T07)
1.789 Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd) 1.797
2.671 2.775
6.800 1.159
184 389 214 5.528
2T07 LL Receita CPV Desp. Oper. Desp. Fin. E Impostos Part. acion. não 3T07 LL
não Oper. control. e eq.
Patr.
• Apesar da elevada receita operacional líquida do período, puxada pelo crescimento econômico e pela
sazonalidade, o elevado custo do segmento de abastecimento levando ao estreitamento das margens,
juntamente com o aumento das despesas com plano de pensão Petros, implicaram num resultado
líquido inferior ao do trimestre passado.
17

19. INVESTIMENTOS
R$ milhões
Período Jan-Set
2007 % 2006 % %
• Investimentos Diretos 26.060 87 20.264 90 29
Exploração e produção 14.295 48 11.404 51 25
Abastecimento 4.607 15 2.800 13 65
Gás e Energia 1.057 4 1.203 5 (12)
Internacional 4.867 16 3.923 17 24
Distribuição 702 2 477 2 47
Corporativo 532 2 457 2 16
• Sociedades de Propósito Específico (SPEs) 4.205 14 2.072 9 103
• Empreendimentos em Negociação 341 1 300 1 14
• Projetos Estruturados - - 1 - -
Exploração e produção - - 1 - (100)
Total de investimentos 30.606 100 22.637 100 35
• Em 30.09.2007, os investimentos totais alcançaram R$ 30.606 milhões, representando um
aumento de 35% sobre os recursos aplicados em 30.09.2006.
18

20. ESTRUTURA DE CAPITAL
Índices de Endividamento da Petrobras
R$ milhões 30/09/2007 30/06/2007
Endividamento de Curto
24% (1) 10.519 10.720
Prazo
Endividamento de Longo
20% 19% (1) 28.230 29.100
18% Prazo
18% 17%
17% 16%
Endividamento Total 38.749 39.820
Caixa e Aplic. Financeiras 14.216 17.854
(2)
Dec-05 Mar-06 Jun-06 Sep-06 Dec-06 Mar-07 Jun-07 Sep-07
Endividamento Líquido 24.533 21.966
End. Líq./Cap. Líq.
• O endividamento líquido em 30.09.2007 foi 12% superior a 30.06.2007, principalmente em decorrência
da redução das disponibilidades aplicadas em títulos de longo prazo (R$ 2.909 milhões), para
contrapor a passivos com a Petros registrados no balanço.
(1) Inclui endividamento contraído através de contratos de Leasing (R$ 1.631 milhões em 30.09.2007 e R$ 1.980 milhões em 30.06.2007).
(2) Endividamento Total – Disponibilidades
19

21. RETORNO AOS ACIONISTAS
120% Retorno Total dos Acionistas
111,5%
15,8%
100% 91,5%
85,2% 5,8%
80% 6,0%
60% 79,2% 50,5%
95,7% 85,7%
43,6% 6,0%
40% 7,5%
44,5%
39,5%
30,2% 31,5%
20% 28,0%
36,1% 22,8%
0%
2003 2004 2005 2006 9M 07
Valorização das ações Dividendos Amex Oil Index (*)
Fonte: Bloomberg (PBR) * inclui dividendos para fim de comparação
20

22. SESSÃO DE PERGUNTAS E RESPOSTAS
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Petróleo Brasileiro S.A – PETROBRAS
Departamento de Relacionamento com Investidores
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(55-21) 3224-1510 / 3224-9947
21